机制电量：最高按年度电量总规模的100%纳入机制电量，年度电量总规模原则上按照该项目近3年上网电量均值确定。

机制电价：统一按照本市燃煤基准价执行，0.4155元/千瓦时。

2025年6月1日前已核准的竞争性配置海上光伏项目，机制电价为燃煤基准价（0.4155元/千瓦时），深远海项目、高成本光伏项目机制电价另行明确。

执行期限=min（全生命周期合理利用小时自政策实施之日起计算的剩余小时数，国家可再生能源电价补贴利用小时自政策实施之日起计算的剩余小时数（如有））。

存量项目年度电量总规模原则上按照该项目近3年上网电量均值确定；投产时间不足3年的，按照过去1-2年上网电量均值确定；不足1年的，按照本市最近3年同类型新能源项目平均利用小时数×该项目装机容量×（1-本市同类型新能源项目平均厂用电率）确定。

年度机制电量：总规模根据国家下达本市的年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素合理确定。

单个项目机制电量规模、机制电价通过市场化竞价方式形成，按照本市当年度开展竞价后发布的竞价结果公告确定。首次纳入机制的电量规模可参考本市增量新能源项目上网电量规模和现有非市场化的新能源电量比例确定。

执行期限：按照同类型项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定，一般不超过12年。

类型包括集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等项目。原则上进行统一竞价。经成本调查确认，与一般类型项目相比平均成本差异较大的项目，可单独组织竞价。

增量项目上网电量按近3年本市风电、光伏、生物质发电同类型项目平均利用小时数核算，并扣除厂用电量。

首次竞价，竞价价格上限原则上可根据项目合理收益率，或参考本市燃煤基准价合理确定。竞价下限以同期先进电站造价水平为基准。

增量项目年度电量总规模和机制电量比例，按照《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》开展竞价后发布的竞价结果公告确定。年度机制电量比例不得超过上年度机制电量比例，也不得超过该项目近3年未参与绿电交易电量比例的平均值。